Поделись с друзьями
Нужна помощь в написании работы?

Нефть представляет собой горючую, маслянистою жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физические и химические свойства.Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового (или парафинового) ряда - алканы общего состава СnН2n+2, полиметиленовые или нафтеновые углеводороды (циклоалканы) СnН2n и ароматические.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда — метан CH4, этан C2H6, пропан C3H8 и бутан C4H10 — при атмосферном давлении и нормальной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т.д.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серусодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серусодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение, - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и в поровых каналах пласта.

Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2%. Со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и являющиеся поверхностно-активными веществами. Поэтому некоторые нефти (содержащие повышенные количества нафтеновых и жирных кислот) на границе с щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения (десятые доли Н/м).

Содержание серы в нефтях СССР достигает 6%. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в  состав сернистых соединений и смолистых веществ  (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др.).      

Меркаптаны (R-SH) по строению аналогичны спиртам, этиломеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях жидкости, метилмеркаптан СН3SН -газообразное вещество с температурой кипения 7,6°С. Со щелочами и окислами тяжелых металлов они образуют меркаптиды. Эти вещества вызывают сильную коррозию металла.

Содержание асфальто-смолистых веществ достигает 40%. Они представляют собой высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входит углерод, водород, кислород, сера и азот.

Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде - жидкие или полужидкие вещества от темно-желтого до коричневого цвета плотностью 1000-1070 кг/м3. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол, которые хорошо адсорбируются на силикагеле, отбеливающих глинах и на других адсорбентах.

К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно просто на свету, а наиболее интенсивно - при нагревании с одновременным продуванием воздуха.

Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются также нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфальтены и при растворении (например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по-видимому, в виде коллоидных систем.

Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти подразделяются на три класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5 %), сернистые (при содержании серы более 0,5-2,0 %) и высокосернистые (при содержании серы более 2 % ).

По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (содержание смол ниже 18 %), смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолистые (выше 35 %).

Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1,5% по массе, к парафинистым - при содержании его от 1,5 до 6,0% и к высокопарафиновым - более 6%, парафина.

Парафин в скважинах и промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании его в нефти в пределах 1,5-2,0 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти и т.д. В отдельных случаях (нефти месторождения Узень) содержание парафина достигает 35 %. При этом температура его кристаллизации оказалась близкой к пластовой. Для предотвращения выпадения парафина в пласте поддержание пластового давления необходимо осуществлять нагнетением вод с повышенной температурой.

Условия выпадения парафина (температуру и давление начала его кристаллизации) изучают с помощью специальных акустических или оптических приборов. Принцип их действия заключается в том, что после начала кристаллизации парафина наступает «замутнение» слоя нефти в приборе, которое улавливается фотоэлементами или регистраторами интенсивности ультразвука.

Очищенный парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, не растворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15°С. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40—60 °С.

Природа нефтяного парафина сложна, и данные о строении и свойствах углеводородов, входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов.

Парафины - углеводороды состава С17 –С15, имеющие температуру плавления 27-71 °С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С36-С55), а температура плавления — 65-88°С. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют переплетающиеся пластинки и пластинчатые ленты. Размеры кристаллов легкоплавкого парафина большие, чем тугоплавкого. Церезины же кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.

Предполагается, что парафиновые и церезиновые углеводороды образуют два независимых гомологических ряда состава СnН2n+2, причем парафины, по-видимому, обладают нормальным строением. Церезины же относятся к углеводородам, имеющим изостроение, т.е. они представляют собой смесь изопарафинов.

Физические и физико-химические свойства нефтяных парафинов, а также условия их выделения из нефти и отложения в скважинах изучены недостаточно, что задерживает усовершенствование методов борьбы с их отложениями. Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.

Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (C5H12) точка кипения равна 36°С, у гексана (C6H14) — 69°С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300°С и выше. Поэтому при подогревании нефти выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повышении температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, затем соляровые и т. д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350°С.

Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 300—350°С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.

Принято считать, что фракции нефти, кипящие в интервале температур от 40 до 200°С, являются бензиновыми, от 150 до 300°С — керосиновыми, от 300 до 400°С — соляровыми, от 400°С и выше — масляными.

встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района отличаются относительно небольшим содержанием серы.

Наибольшим разнообразием состава и физических свойств обладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными нефтями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоящими практически из одних только бензиновых и керосиновых фракций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содержатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют парафины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к малосернистым.

Одним из основных показателей товарного качества нефти является ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3.

В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность нефтей обычно измеряют специальными ареометрами.

В лабораториях для более точного определения плотности нефти пользуются весами Вестфаля и пикнометром.

 Важнейшим физическим свойством любой жидкости, в том числе и нефти, является вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

коэффициент вязкости равен

Подставляя вместо приведенных в формуле величин их единицы измерения — единицу силы 1 H, единицу площади 1 м2, единицу расстояния 1 м и единицу скорости 1 м/с, получим размер единицы вязкости (динамической вязкости):

а сама единица будет равна 1 H -с/м2, или Па • с (паскаль х секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно

намного ниже 1 Па-с, и поэтому в промысловой практике часто пользуются внесистемными меньшими единицами вязкости — пуаз, сантипуаз:

1 пз = 0,1Н ·с/м2 = 0,1 Па·с

1 спз = 10-3Н ·с/м2 = 10-3 Па·с

Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз или 1 спз.

Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 спз до нескольких десятков сантипуазов. У отдельных нефтей вязкость достигает 100 и даже 200 спз (0,1—0,2 Па-с).

Для технических целей часто пользуются также понятием кинематической вязкости v, за которую принимают отношение динамической вязкости [л, к плотности р, т. е.

В Международной системе (СИ) единицей кинематической вязкости служит 1 м2/с. На практике часто пользуются внесистемной единицей кинематической вязкости, называемой стоксом (1 ct = = 10-4 м2/с).

Для измерения динамической и кинематической вязкости обычно пользуются стандартными капиллярными вискозиметрами.

Иногда для оценки качеств нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения ведут обычно путем сравнения времени истечения из отверстия равных объемов исследуемой жидкости и воды при 20° С. Для этой цели пользуются вискозиметрами Энглера. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости 0BУt, где индекс t указывает температуру опыта.

За число градусов условной вязкости при данной температуре t принимается отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20° С.

Связь между кинематической и условной вязкостью определяется приближенно следующей формулой:

где v — кинематическая вязкость, м2/с.

Зная плотность жидкости, можно от условной вязкости перейти к динамической вязкости.

При повышении температуры вязкость любой жидкости, как правило, резко уменьшается. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают для снижения вязкости.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Отсюда и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем с меньшим расходом энергии связана добыча каждой тонны нефти.

Особенное значение в деле добычи, транспортировки и хранения нефти имеет ее испаряемость. Испарением называется переход жидкостей у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую. Этот переход может происходить при любой температуре. Если хранить нефть в открытом резервуаре, то неизбежно будет происходить испарение ее. Нефть будет терять наиболее легкие фракции и тем в больших количествах, чем выше температура окружающей среды.

Во избежание потерь легких фракций нефти при добыче, транспортировке и хранении весь путь ее от скважины до нефтеперерабатывающего завода должен быть герметизирован, т. е. нефть не должна иметь соприкосновения с наружным воздухом.